Способы повышения продуктивности скважин при разработке Бованенковского месторождения

Большое количество газовых и газоконденсатных месторождений располагается в Западно-Сибирской мегапровинции, и для увеличения уровней добычи газа и газового конденсата газа следует вводить в разработку месторождения, расположенные на Ямальском полуострове. Месторождения Ямальского полуострова в своем составе относятся к сложнопостроенным залежам, залежи неокома и юры имеют аномально высокое пластовое давление с пластовой температурой более 100 °С.  Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение по запасам газа на Ямальском полуострове является крупнейшим, на его примере в данной работе исследуем вопросы восстановления фильтрационно-емкостных свойств породколлекторов и увеличения притока углеводородов.  Для выбора оптимальной технологии и состава для проведения водоизоляционных работ (ВИР) необходимо учитывать следующие факторы: какими коллекторами представлен продуктивный пласт, процент обводненности извлекаемых запасов, герметичность эксплуатационной колонны, текущий дебит скважины в процессе работы при неизменном пластовом давлении, потому что к каждому месторождению нужен индивидуальный подход с выбором подходящей технологии ВИР.

1. Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В., Клещенко И. И. Перспективы использования физико-химических методов увеличения продуктивности скважин // Нефтепромысловое дело. – 2006. – № 3. – С. 20–25.

2. Пат. № 2256073 РФ, МПК E21B 43/27. № 2004105356/03. Состав для обработки призабойной зоны пласта / Паникаровский В. В., Щуплецов В. А., Романов В. К., Кузмич Л. И., Клещенко И. И., Паникаровский Е. В., Романов А. В.; заявл. 24.02.04; опубл. 10.07.05, Бюл. № 19. – 3 с.

3. Пат. № 2276724 РФ, МПК Е21В 43/27. № 2004131924/03. Состав для обработки призабойной зоны пласта / Паникаровский В. В., Шуплецов В. А., Романов В. К., Кузьмич Л. И., Клещенко И. И., Паникаровский Е. В., Романов А. В.; заявл. 01.11.04; опубл. 20.05.06, Бюл. № 14. – 4 с.

4. Паникаровский Е. В., Кочетов С. Г. Методы увеличения продуктивности скважин при разработке Бованенковского месторождения // Геология, география и глобальная энергия. – 2010. – № 3 (38). – С. 95–98.

5. Закиров Н. Н., Клещенко И. И. К вопросу применения геолого-технических мероприятий для стабилизации проектного уровня добычи нефти // Экологические проблемы нефтедобычи — 2018: материалы VII междунар. конф. с элементами научной школы для молодежи (Уфа, 21 декабря 2018 г.). – Уфа, 2018. – С. 19–20.

6. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: учеб. пособие / И. И. Клещенко [и др.]. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – 385 с.

7. Ваганов Ю. В., Ягафаров А. К., Арсан Ш. А. Изменение молекулярной природы поверхности коллекторов при эксплуатации сеноманских залежей низконапорных газов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2016. – № 3. – С. 38–44. DOI: 10.31660/0445-0108-2016-3-38-44

8. Дурягин В. Н. Обоснование технологии ограничения водопритока для нефтяных месторождений с трещинно-поровым типом коллектора: дис. ... канд. техн. наук. – СПб., 2015. – 132 с.

9. Гаврилов А. А. Разработка технологий, направленных на сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при ремонте скважин: Автореф. дис. канд. техн. наук. – Ставрополь, 2009. – 23 с.

10. Миков А., Казакова Л. Высокое качество ремонтно-изоляционных работ // Нефтесервис. – 2010. – № 3. – С. 54–55.

11. Разработка и исследование тампонажного состава на микроцементной основе для ограничения и ликвидации водопритоков в нефтяные и газовые скважины / Леонтьев Д. С. [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2016. № 4. – С. 62–72. DOI: 10.31660/0445-0108-2016-4-62-72

12. Радченко С. С., Зельцер П. С., Радченко Ф. С. Применение состава на основе полимер-коллоидных комплексов в гелеобразующих композициях для изоляции водопритока в добывающих скважинах // Нефть. Газ. Новации. – 2012. – № 7 (162). – С. 64–69.

13. WaterWeb® Water Control – Сервис WaterWeb®. Halliburton (Компания «Халлибертон») [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.halliburton.com/en-US/ps/stimulation/conformance/water-control/waterweb-water-control.html.

14. Пат. № 2326922 РФ, МПК С09К8/504. № 2006134101/03. Состав для ремонтных работ в скважинах / Клещенко И. И., Сохошко С. К., Паникаровский Е. В., Шестакова Н. А., Щербич Н. Н., Зозуля Г. П.; заявл. 25.09.06; опубл. 20.06.08, Бюл. № 17.

15. Избрехт А. В., Паникаровский Е. В., Кустышев А. В. Методы и водоизолирующие композиции для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2013. – № 6. – С. 31–34.

16. Компания «Шлюмберже» (Schlumberger) [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.slb.ru/.

17. Well-intervention-catalog. Компания «Шлюмберже» (Schlumberger) [Электронный ресурс] Режим доступа: https://connect.slb.com/~/media/Files/well_intervention/catalogs/well-intervention-catalog.pdf.

18. Пат. № 2305765 РФ, МПК Е21В43/32, С09К8/88. № 2006106136/03. Способ крепления призабойной зоны пласта / Паникаровский В. В., Паникаровский Е. В., Щуплецов В. А., Поляков Е. Е.; заявл. 27.02.06; опубл. 10.09.07, Бюл. № 25.

19. Пат. № 2242606 РФ, МПК Е21В43/32. № 2003126424/03. Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Клещенко И. И., Паникаровский Е. В., Сохошко С. К., Юшкова Н. Е., Шестакова Н. А., Зозуля Г. П.; заявл. 28.08.03; опубл. 20.12.04, Бюл. № 35.